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何广利:可规模生产氢气 2020年将建100座加氢站

时间:2018-10-18 07:36:51来源:网易汽车

  10月17日,国家信息中心信息化和产业发展部与现代汽车(中国)投资有限公司合作举办了“第六届中韩汽车产业发展研讨会”。中韩汽车产业研讨会历经五届已成为两国汽车产业界最高端的交流平台,本届论坛邀请了两国业界权威专家,就中韩氢能社会、燃料电池汽车技术和产业链构建等方面进行深度研讨。

何广利:我国可规模生产氢气 2020年建100座加氢站

   北京低碳清洁能源研究院氢能技术开发部经理何广利表示,煤制氢被诟病比较多的就是环保问题,耗水也是一个问题。生物制氢中的耗水并不会多,功率也并不多。整体来讲,至少从成本和耗水方面,我国大规模生产氢气具有可行性。目前看,按照原定目标2020年建设100座加氢站没有问题。此外,即将生产液氢后运到加油站,仍有两个障碍:第一个障碍是要有液氢运输标准,第二个是需要交通部相关审批机构审批。

以下是北京低碳清洁能源研究院氢能技术开发部经理何广利演讲实录:

   各位领导,各位专家上午好,非常高兴有这个机会给大家介绍一下我们在氢能源发展上的分析和看法。特别是前端的氢气供应这块。我是来自国家能源集团的低碳清洁能源研究院,我们集团以前是神华集团和国电集团合并之后的国家能源集团,现在在氢能方面也是有一些不同的看法,后面我会给大家介绍一下。

   前面几位领导和现代的同仁介绍的是燃料电池方面的,我现在想介绍一下我们国内的氢气情况和加氢站的发展情况,还有我们自己的一些看法。

   首先,我国氢气保有量很大,总量是世界上最大的,具体到燃料电池汽车应用存在很多问题。这存在一个问题,现有我们氢气产能这么大,大概在两千万吨左右。这个就说明我们以前在国内,我要给燃料电池汽车供氢具备产业技术,但并不是现在就有很多余量。

   谈到给燃料电池汽车供氢、炼油和合成氨都是和下游产业紧密结合在一块的,在合成氨这块,每年产成量非常大,工厂内部上下游工艺环节都有关联。但氢气到下游的工艺马上就消耗了,所以我们真想从这里拿出一点,给燃料电池汽车用的话,目前小量来讲比较可行的就是副产氢。

   副产氢基本上是几大类:焦炉煤气炼焦过程中,它本身下游煤气消耗氢气这个可以拿出来。合成氨在下游的工艺环节是消耗氢气,但是合成氨的持放气,是生产工艺中必须的一个环节。那么它排出来这些气可以用到下游的工艺环节,也可以单独拿出来拉走,甲醇是同样的道理,氯碱也是净产生成气,其实这四种工业副产氢来讲,实际上它净产生氢气的,就是焦炉煤气和氯碱是净产生工业副产氢。实际上合成氨和甲醇整体上它是消耗型的,只不过它现代生产技术供应问题,在正常生产把气体排出来一部分这个里面有40%、50%的氢气。

   按照全国的地域来讲,华北、华东副产氢的量还是巨大的,华北这边最大的就是焦炉煤气,华东就是焦炉煤气还有氯碱比较多,我们说把这个副产氢应用于燃料电池应用来讲相对来说还是华东和华北地区比较好的。

   再就是以前,大家都在提是不是用风电、光伏制氢,最根本就是用气光或者气水,2015年的数据大概是这样的,2016年这个数字翻一番,2017年稍微下降了一点,今年按照公布的数据和2017年差不多的。举个例子说,我们集团四川一个大型酒店其实它一年的就能够达到100多亿度,这个量是非常大的。可以看到以弃水为例它的地域性非常明显的,最主要在四川和云南,贵州还有一些,都是在比较远的地方,就是说把氢气制出来,运到有燃料电池汽车的地方去用距离还是很远的。

   如果从四川、云南或者是弃风比较多的内蒙把氢气制出来,再运到核心的城市,北京、上海,或者广东这些地方,它的运行距离好几百公里,这种运行的成本增加较大,这个是刚才讲的2016年的弃风的情况。内蒙、新疆,新疆更远了。那么怎么应用弃风与弃水制氢比较可行呢?我们觉得还是要推动在这些具有弃风的地方,本地来用这个氢气是最好的,如果是把它给运输出来的话成本会较高。而且就是我们国家能源的分布特点,就是水也好、风也好,很大一个特点就是在西北还有西南比较多,其实都是这种经济发展相对来说并不是非常好的一些地方,实际上在本地相对耗氢气,氢气可能的应用又比较少,所以目前这种可再生能源的方式,弃风、弃水这种情况是大量存在的,但是到底如何用过来,以氢作为应用的突破口还需要探讨一下具体的模式。

   前面讲的氢气的总量,就是给燃料电池汽车供氢气,除了总量之外,对氢气在燃料电池汽车里面的应用,目前国际上做的工作比较多的,国内关注不大多的,氢气对它的品质,燃料电池汽车用对氢气的品质要求是很严格的,不是工业上通常说的拿过来就能用,因为并不是一个体系,燃料电池的特点也和这个化工上的应用特点不同。

   国际上通用的就是参照美国氢能协会或者是ISO的标准也好,它固定的非常明确的就是说你加到氢燃料电池汽车之前,氢气要达到什么样的要求。这个里面有13、14种杂质,我们单纯看纯度并不是很高。但是它对杂质的一些限值要求是非常低的,我们可以对比的是什么呢?以前我们国内的氢气供应体系都是按照国标做纯氢、高纯氢、高高纯三类,它核心是对氢气纯度的要求,还有就是对五六种杂质的要求,相比燃料电池用这种氢气来说它对杂质的量的规定和杂质本身的规定和杂质数量的规定都是低于燃料电池汽车用这种氢气的品质的。

   举个例子来说,参照国外品质的要求的话,硫它的含量要求低于四个PPB实际这个量是非常非常低的。现在我们在纯氢、高纯氢或者超高纯氢这里面,就是煤的工业上的氢气没有完整的规定。但是就是硫这个东西,做燃料电池的都知道,它对催化剂的硫化是很重要,而且它这个硫化是不可恢复的,就是有一点进去和催化剂发生反应就会沉积在里面,如果品质不过关,硫含量过高之后,被硫化之后性能会下降。

   像刚才举例子说,硫除了刚才生产过程中可能产生的,带入的一些杂质之外,其实在整个运输和加氢站过程也是有可能引入的,这个硫稍微演化都会增加硫化的程度。如果想加氢站和燃料电池汽车加的氢气达到刚才所说的要求,实际上它是一个整体的品质保障的体系,不仅仅要求氢气生产出来的氢气纯化之后达到这个,在整个运输过程中,加压过程中然后也不能够引入可能的污染物,最终才能保证加到燃料电池汽车之后它的品质能够保证的要求。

   现代汽车也来了很多专家,这个问题我们有和丰田汽车探讨过,是不是有可能以后随着这个技术的进步,做燃料电池的技术、催化剂的技术做的比较好了,其实以后对氢气品质的要求是不是有可能降低了,有这个可能。但是这个里面和另外有一个冲突就在于,目前我们用车用燃料电池追求的另外一个就是铂的用量问题,就是说你把铂用量降下来又提高它的杂质耐受能力的话,其实这两者之间稍微是有一些冲突的。也就是说可能我要提高它的杂质耐受能力,可能贵金属的用量会增上去。现在对燃料电池降成本的要求来讲我又希望把贵金属的用量降下来,所以这两者存在一些矛盾,后续可能需要很多的技术开发,能够照顾到这两者。一个就是燃料电池里面的贵金属用量降下来,同时抗硫化的耐受能力又要提高起来。

   刚才说到杂质对燃料电池性能的影响也和很多运行的工况和工作条件都有关系,所以相对来讲刚才讲的国际标准我们认为是一个比较苛刻的,能够照顾到各种条件下的一个通用的要求。对于国内来讲,比如说我们现在运行的车辆,大巴也好,物流车也好,不是乘用车,我们现阶段国内推的都是燃料电池的大巴车或者物流车,在这样的应用工况条件下是不是对氢气品质要求有所变化,这个我们也在做相关的研究,这是一些包括日本(英文)的报告做了很多关于一氧化碳的事情。

   下面讲一下氢气整体的制取技术的分析。国内大概有1700、1800万吨的产量,它的来源主要是什么,来源主要还是煤制氢,煤制氢和我们最终用可再生能源制氢再用全过程零碳排放有点不符,但是实际上目前至少从经济上来考虑的话煤制氢它的价格还是便宜的。其实产生的问题刚才也说了,就是二氧化碳的问题。我们自己也一直在看,以后如果是燃料电池汽车的事情大规模推广之后,煤制氢这个事情怎么融入到里面去。

   国内能源的特点和国外还是不大一样的,我们通常讲中国的能源汽车是缺油少气富煤,实际上我们煤炭的储量,每年的生产量还是非常大的,整体煤化工的产业发展的规模也是比国外来讲发展要大的。就是说我们想推动一个新的产业,刚才说整体燃料电池应用这个产业链,可能一个比较好的,或者容易推动起来的,能够和我现有的产能也好,现有的供应体系能够结合起来。现有的工程体系刚才说了,应用最多的,成本上最具有竞争力的其实还是煤制氢。煤制氢存在二氧化碳的问题,参照日本他们规划的技术路线,真的要做到这种全过程零碳或者低碳其实是需要和二氧化碳,和这个埋藏技术结合到一起用的。

   国内二氧化碳捕捉和埋葬技术有几个示范,其中以原来神华集团在鄂尔多斯做的有代表性的总的二氧化碳质量30万吨,这个项目做完到现在接近有5年的时间,目前一直在监测。目前的进展来看就是没有发现什么特殊的二氧化碳,埋到地下大概两千米左右,目前没有发现泄露什么的。到目前为止,我们以后要从煤制氢,我们利用煤制氢的成本优势同时解决碳排放的问题,其实二氧化碳埋葬目前来看已经验证了一些它的技术可行性。当然了,二氧化碳埋在地下,长久来讲可能需要20年、30年才能和岩石矿化,那个需要时间长,现在监测四五年时间还非常短,还需要继续做,但是目前来看这个技术是可行的。

   日本在国际化来讲,从澳大利亚煤制氢做CCS,日本他们煤制氢两块地方煤制氢,一个是澳大利亚的煤制氢,第二个是文莱的煤制氢,他们现在都已经开动了,应该是在2020年之后能够运行起来,就是把它氢制出来运到日本本土去。煤制氢还分几种,煤制氢来讲,我们都知道我们国家煤资源很多,但是煤的品种也很多,到底用什么样的煤制氢,你说用热值好的煤制氢还是差的煤制氢,这个对成本差距也比较大。煤制氢日本那边偏向于褐煤制氢,褐煤它的特点是什么呢?它的热值较低,后它有一个好处是什么呢?就是水含量比较高。

   为什么说水含量比较高是一个优点呢?首先说煤制氢和天然气制氢不大一样是什么呢?天然气里面CH4里面会提供4个氢原子的,其实煤制氢里它整体上的碳氢比大概在1比0.8,大概在CH0.8这个水平。实际上煤制氢,煤更多在里面提供一个能量的载体,它的氢绝大部分从水里来的,就是煤制氢要耗水的。刚才说褐煤里面本身带百分之十几的水分这样就不需要消耗额外更多的水资源做煤制氢这个事,这个里面就是刚才说的耗水的问题,实际上它分工艺耗水和冷却,冷却实际上可循环的,工艺里面的耗水褐煤本身就带了一部分能够把这个耗水降下去。

   另外,对比就可以看到,煤化工被诟病比较多的就是环保问题,其中耗水问题是一个问题,在内蒙这些地方就很缺水。从这个对比来看,它肯定比别的一些耗水要多,但是我们提到这种生物制氢来讲,其实它工业中的耗水并不会多,除了它这个工艺中冷却水需要你这个生物制氢要多以外,其实它功率中的其实并不多。但是说以后发展方向冷却用水可以稍微处理一下就可以循环使用的,所以整体来讲我们以后说大规模生产氢气,至少从成本和耗水方面,我们目前来看是具有可行性的。

   我做了煤制氢加二氧化碳捕捉,我做另外一条技术路线,我煤化电也做二氧化碳捕捉用在纯电动上不是也一样的吗?其实这个里面有很大的区别。我们现在煤发电用在火电里面用的都是空气,空气进去以后,氧气和煤反应产生二氧化碳,那最终它的产物是两个特点,第一个特点是说它的二氧化碳的含量比较低,里面剩的绝大部分是氮气。第二个特点是压力比较低,这样的情况下把二氧化碳收集起来再埋葬处理成本高很多。但是煤制氢,主流的路线,国内也好国际上也好实际上都是通过空间滞后来利用这个,就是它说的二氧化碳的压力高,纯度也很高,实际上直接用目前成熟的工艺,低温甲醇洗之后,95%以上的二氧化碳就出来,这样的话我们直接处理,这个环节来讲我们内部的项目以前都做过,其实这个成本就是我利用煤制氢这个方式来看,和刚才讲煤发电那个的话,它的成本比它还要低50%以上。所以至少这个角度来讲,后端转嫁给氢气的成本,从煤制氢这个路线上有经济性优势的。

   除了煤制氢之外我们现在还有,煤制氢都是用于大规模的,现在还有小规模的供氢方式,甲醇、天然气供氢。煤现在提,但是分布式煤制氢做的少,分布式煤制氢做小锅炉,但是这些年我们为了节能减排,现在政策上来讲,如果技术能量效率提不上去的话发展比较受限。甲醇其实稍微有一点,我们甲醇除了进口之外,国内少部分用天然气制的其实大部分还是从煤来的,就是转了一个环节,在制氢总量上具有一定的灵活性。

   后面这个可能大家都很关心的电解水,电解水技术目前整体上,国际上大的方向就是这三个碱性、纯水和SOEC的,现在SOEC目前基本上国内外都是属于领先实验室研究结构,那么碱性电解现在是最成熟的,国内能够单个电解槽可以做到一千方每小时,和国际上也差不多。这个纯水电解就是车上用燃料电池做成的一个反过程,因为它的反过程点大概这个过程。

   目前,国内这两年很多公司在做,但是总体上突出的问题就是单个电解化做不大,目前做的10方每小时已经是比较大的了,10方每小时相当于一公斤一小时,那个产量很小。现在国外最大可以做到兆瓦级,大概是200方左右,这个总量上来讲要想和加氢站的需求配上的话,目前它的整体单硅的技术和整体技术还需要提高一点。

   稍微多说一点纯水电解技术,纯水电解技术这两年国内国外发展比较热,很多人在做。很重要一个原因,理论上它的能耗比较低,是因为现在实际的基础情况它的耗电情况和碱性电解差不多,但是做好的话比碱性电解更具有效益上的优势。另外一个很重要的特点就是说,如果是通过这种可再生能源发电,然后制氢,然后再给电池用,这个全过程完全没有障碍的,这个可再生能源的电直接用来制氢就存在一个,因为风电也好、光伏也好,水电什么季节性的,它的波动性是非常大的。之所以刚才讲,之所以现在我们国家有那么大的弃风和弃水,很大的原因就是波动性对电网造成的干扰。可能就是白天的时候正常按照一兆瓦左右来发电,如果风大一下跑到两兆瓦,其实这个波动性对电网造成困难。

   同样我用它制氢这种功率的波动,对电解水制氢本身也造成很大的困扰,如果用碱性电解水来做可能要增加额外的成本消除这个问题,如果从SOE来做本身应对这种波动性功率输入,从原理上和技术来讲比较好,这个也是这几年很多公司开发这种纯水电解的原因。

   刚才讲的是直接制,后面讲的是一些,大概前面讲的副产氢的一些成本情况,同时副产氢的话,因为是副产氢实际上原料里面摊到的成本比较低一点,目前要做的就是加纯化。我们不管是按照国外燃料电池汽车的品质要求还是我们国内的高纯氢的要求也好,你说加纯化其实就是里面加一些成本,刚才讲的是氢气的情况。

   现在讲加氢站,加氢站现在不用说了,现在国内的一些加氢站的情况,这个是欧洲的一个规划。这个里面日本、欧洲、美国都参照政府的规划来得出的数据。国内目前可以参照的说2025年的加氢站的数量可以参照的地方很多,但是由于这几个可参照的路线图也好我都参与过编制,但是这些都属于一些团体或者组织发布的,其实目前来讲没有一个正经是真的由中央政府或者是某个部委发布的,这个是稍微和国外是有一点区别的。

   但是不管怎么说,现在比较好的,比如说2020年100座,我们当时制定这个路线图的时候觉得100座是不是数量有点多,但是这几年,这100座最开始是蓝皮书还有新能源汽车发展路线图里面写的,那是2015年到2016年我们制定这个数据,发展到现在感觉实际上和预想的差不多,现在国内这两年建设加氢站的速度还是挺快的。我们通常讲运行的有16、17座,在建的也不少,当然这个里面需要区分一下什么呢?这些站里面绝大部分和国外还是稍微不同,我们讲说日本100座,95座,韩国有10座、20座,实际上大部分它的站按照我的了解是能够对公众开放的,如果你有这个车可以开过去加氢。实际上国内已经建成的站或者后续建的站也好,相对来说能够对公众开放或者商业化运行的还是比较少,更多还是偏自己示范,自己做实验用的偏多一点,但是不管怎么说整体加氢站的数量,国内按照统计说,已经建成的大概有16、17座,在建的30座左右,这两年国内加强燃料电池配套的加氢站的速度还是上来了。

   目前我们看按照原来定的目标2020年100座,这个目标感觉上是没有问题的。

   说到加氢站必须要提到的加氢站里面的氢气哪来,为什么提这个事情,就是说我们现在国内建设加氢站还有国外建设加氢站清晰的来源,还有法规上有很大的不一样。我们国内加氢站所有的来源就是最上面这种20兆帕的长板拖车,没有液氢,不允许现场制氢,这是目前的情况。我印象中他们讲日本加氢站的情况,大概30左右的加氢站都有现场制氢,还有一部分是液氢,这两个我们国内都没有。一个就是液氢目前国内,以前国内的液氢都是航天上用,就是火箭发射的时候用液氢、液氧发动机他们来用,这是一个军工的应用,在法规和标准上都没有,因为这个是属于特殊的军事应用,所以属于特事特批那种,在民用方面液氢一直没有应用。那么说现在把液氢生产出来运到加油站去,其实这个现在就存在两个障碍:

   第一个障碍就是要有液氢运输的标准,第二个需要有交通部相关的审批机构审批,允许你以这种形式运输危险化学品。这是两个卡,第一个卡比较好说,现在液氢的标准GJB的标准,现在正在制定民用的液氢运输的标准。但是第二个,我在公路上用这种液氢槽车运这个液氢涉及到一个行政许可和审批的事情,这个是目前的形势。

   说到现场制氢,因为氢气是危险化学品现在管制,以前叫发展总局现在叫应急管理部,它2014年发了一个文,一直在规范把危险化学品的生产放到化工园区,现在很多地方都是按照这个执行。就意味着如果你这个加氢站不是在化工园区的话,你说在站里面直接制氢直接用,这个目前至少参照国内这几个城市的经验,张家口、佛山、如皋这些地方来说,这个路走通还有难度,这个从我们接触不接触一般都是要求挪到化工园区去。

   本身如果我有合适的方法,我把制氢放到加氢站现场的话其实有可能把氢气成本降下来,这样的话现在制氢和加氢站必须分离开的话,其实对经济上来讲会有一些障碍。这是刚才大概站的情况,不再细说了。我们国家的政策情况可能各位都了解。

   政府说了上海、武汉、佛山、苏州、如皋这些地方都在积极的推。这个是企业的情况,我们集团,中石油、中石化、航天这些都在积极的关注这个方面的发展。加氢站我们参照一个,其实加氢站现在在国内都是这种高压的形式,供氢都是这种气氢,在国内有的是液氢。到加氢站以后真的建成几千座,它的加氢站的形式会是什么,这个远期来讲与你的车载储氢技术变化有关。刚才就是我们现代汽车的同仁也说三氢罐的高压,因为现在国际上做别的储氢路线也有,低温高压或者别的,那些技术有突破,以后车载变了,加氢站整体形式也要变,这是我要说的核心的意思。

   刚才说国外建成的液氢加氢站实际上都是在站内或者是路上运输用的液氢,加到车上去还是气氢。以后有没有可能车上储的液氢,从前面的运到站,到加都是液氢,现在也有很多研发在做。液氢这个国内也有好多公司在提,目前比较限制的除了法规问题之外,还有一个针对性的考虑,现在生产液氢能耗比较大。目前国际上水平应该是一百公斤液氢需要消耗10到12度电,国内大概百公斤液氢消耗15度电,这个成本是很高的,除非能够拿到很便宜的电力。要不然全周期来比,就是说路上运肯定液化状态比高压状态成本要低,但是综合来考虑生产状态,前端生产的电价关系是非常大的。

   现在国际上液氢是一个发展路径,另外就是用这种,刚才讲的我们现在汽车上的储氢做大来做运氢也是在做。因为现在国内22兆帕它的运行重量比只有百分之一点几,非常低的,液氢大概7%、8%,实际上我用4氢瓶技术做成长的,大概10米左右的话,能够达到现在车载的4%、5%,这样对我们整体的成本降低还是非常有好处的,这是一个。

   国家能源集团对这个氢能的事情比较关注,实际上就是说和氢车氢能应用关注比较多,以前开会讨论的时候,无论是你采用哪种制氢的方式现有和我们业务关系都比较大,从煤制氢也OK。

   我们建站的情况,现在批了两个站正在建,如皋这个站正在赶进度,应该在如皋大会的时候具备这个加氢的能力。这是刚才说成立一个整体联盟的情况,希望通过联合的政府部门和公司共同推动这个事情。这是我们自己研究院的情况不再介绍了,后面就是一些细节的,谢谢大家的聆听,谢谢!

 

 

 

 

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